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深化电力现货市场建设 试点工作意见发布

件地区,用电侧可报量报价或报量不报价。

建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制。统筹考虑优先发电、优先购电结算情况,以及电力现货市场形成的价格信号,逐步建立完善用电侧价格调整机制。

此外,《意见》再次明确,要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制,非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数,各电力现货试点地区应设立明确时间表,选择清洁能源以报量报价方式,或报量不报价方式参与电力现货市场,实现清洁能源优先消纳。

推进电力市场建设

2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出,建立相对独立的电力交易机构,形成公平规范的市场交易平台。新一轮电力市场化改革正式启动。

2017年8月,国家发改委、国家能源局选取南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点,以加快探索建立电力现货交易机制。今年6月下旬,四川、福建、蒙西电力现货市场启动模拟试运行。首批8个电力现货市场试点已全部启动模拟试运行。

加快深化电力体制改革,不断提高电力交易市场化程度。6月27日,国家发改委印发关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知,明确将全面放开经营性电力用户发用电计划,进一步开放电力市场交易,支持中小用户参与市场化交易;要求按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障新能源消纳工作,弃风、弃光电量全额核定为可转让的优先发电计划,可在全国范围内通过发电权交易转让给其他发电企业并获取收益。

曾鸣认为,上述文件的发布,加速推进了电力市场建设。在经营性电力用户全面放开发用电计划,意味着没有计划电量,大部分电量在市场上按供需关系撮合。这将对电力市场的供需双方,发电侧和用户侧产生明显影响。

光大证券研报认为,电价形成机制将迎来“质变”。多年以来,电力行业因电价机制的非市场化而被产业投资者、二级市场投资者所诟病。中长期看,全面放开经营性发用电计划,“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制将占主导地位。电价由发电成本和电力供需情况决定。电价形成机制的改革将引发电力股投资框架的变化。随着清洁能源比例和电力市场化程度提升,清洁能源的价格竞争日趋激烈。

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